События • Конференция

Корпоративный презентационный день ПАО «МРСК Северо-Запада»
ВЫСОКОВОЛЬТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 6–35 кВ:
ИННОВАЦИОННЫЕ РЕШЕНИЯ, ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ

Подготовил Валерий Журавлев, «Новости ЭлектроТехники»

Очередной корпоративный презентационный день (КПД) МРСК Северо-Запада (дочерняя компания ПАО «Россети») состоялся 16 сентября в Архангельске.

Мероприятие, как и было запланировано на предыдущем КПД (см. «Новости ЭлектроТехники» № 3(93) 2015), проходило на следующий день после заседания научно-технического совета МРСК Северо-Запада, что сделало общение энергетиков с производителями оборудования более насыщенным и продуктивным.

Площадкой для работы КПД стал Интеллектуальный центр – Научная библитека им. Е.И. Овсянкина Северного (Арктического) федерального университета (САФУ). Для участия в КПД здесь собрались главные инженеры филиалов МРСК Северо-Запада, технические специалисты исполнительного аппарата МРСК Северо-Запада и предприятий электрических сетей Архангельской области, крупнейшие отечественные и зарубежные разработчики и производители электротехнического оборудования 6–35 кВ для распределительного сетевого комплекса (всего около 90 человек).

Кроме того, в зале присутствовали преподаватели и студенты-старшекурсники Института энергетики и транспорта САФУ. Организатором КПД стал журнал «Новости ЭлектроТехники».

Открывая КПД, заместитель генерального директора – главный инженер МРСК Северо-Запада Дмитрий Никонов отметил:

– Корпоративные презентационные дни МРСК Северо-Запада, проведение которых мы недавно возобновили, показали себя как эффективный инструмент сближения потребностей сетевой компании и возможностей поставщиков.

В рамках КПД в открытом диалоге мы обсуждаем конкретные проблемы производства и эксплуатации оборудования, находим совместные пути решения проблем.

Уверен, что проведение КПД в других регионах присутствия компании (именно в таком формате мы и планируем в дальнейшем развивать мероприятие) станет новым этапом в диалоге энергетиков и производителей, в повышении качественных характеристик производимого оборудования, его надежности, удобства обслуживания в эксплуатации.

ПРЕДСТАВЛЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ

Пленарное заседание

Сергей Титенков, генеральный директор ООО «ЕГЕ-ЭНЕРГАН» (г. Санкт-Петербург), рассказал о дугогасящих реакторах ZTC и ASR 6–35 кВ, которые компания предлагает на российском рынке.

– Реакторы ZTC и ASR 6–35 кВ принципиально отличаются от реакторов других производителей наличием пространственной магнитной системы броневого типа (компенсационную обмотку охватывают восемь ярм). Пространственная магнитная система обеспечивает высокую линейность вольт-амперной характеристики и минимальные потери в реакторе.

За счет этого конструкция дугогасящих реакторов ZTC и ASR оптимизирована и реакторы содержат минимально возможный объем трансформаторного масла. Реакторы других производителей содержат в 2–5 раз больше масла при тех же технических параметрах (мощность, ток компенсации).

Дугогасящие реакторы ZTC и ASR 6–35 кВ способны работать в режиме с замыканием на землю в течение 24 часов в отличие от реакторов других производителей, которые гарантируют только 2–6 часов работы с полным током компенсации.

Кроме ДГР, компания производит резисторы заземления нейтрали типа NER, NERC 6–35 кВ.

Резисторы заземления нейтрали NER, NERC 6–35 кВ выпускаются на номинальные токи от 2 до 2000 А и номинальное сопротивление от 1 до 10000 Ом (как высокоомные для длительной работы в режиме однофазного замыкания, так и низкоомные для работы в течение 10 секунд).

Данила Кочура, инженер отдела международных отношений и инжиниринга ООО «Болид» (г. Новосибирск), в своем выступлении рассмотрел оптимизацию режима заземления нейтрали в сетях 6–35 кВ как комплексное решение, направленное на снижение уровня перенапряжений при ОЗЗ, предотвращение перехода ОЗЗ в КЗ, а также на полную ликвидацию феррорезонансных явлений в сети.

– Доля замыканий одной фазы на землю (ОЗЗ) среди всех аварийных событий в сетях 6–35 кВ достигает 80% и более. Они зачастую являются первопричиной развития технологических нарушений и аварийных ситуаций вследствие воздействия на изоляцию электрооборудования перенапряжений; перехода однофазных замыканий в многофазные и/или многоместные короткие замыкания; возникновения феррорезонансных явлений.

Применение резистивного заземления нейтрали представляется универсальным методом, позволяющим как полностью ликвидировать повреждения ТН из-за воздействия феррорезонансных явлений, так и снизить повреждаемость изоляции другого электрооборудования вследствие воздействия перенапряжений.

Сейчас резистивное заземление нейтрали применяют в большинстве распределительных сетей мира, в том числе в Англии, Франции, США.

Владимир Козлов, главный конструктор ООО «НПП Бреслер» (г. Чебоксары), отметил, что основная масса распределительных сетей напряжением 6–35 кВ работает в режиме изолированной от земли нейтрали.

– Однако относительно земли такая сеть представляет собой распределенную емкость, которая в случае возникновения однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) обуславливает протекание тока через место замыкания. С током ОЗЗ связано много неприятностей, основные из которых – опасность для людей, оказавшихся в зоне растекания тока, и возникновение дуги в месте замыкания, способной привести к тяжелой аварии. Всё это требует принятия специальных мер для подавления (компенсации) емкостного тока замыкания на землю.

«НПП Бреслер» выпускает комплекс оборудования для компенсации емкостного тока в сетях с изолированной от земли нейтралью. Он содержит силовые элементы – дугогасящий реактор, нейтралеобразующий трансформатор и высоковольтный заземляющий резистор. Наряду с силовой частью присутствуют вторичные устройства – автоматика управления ДГР и защиты.

Нейтралеобразующий трансформатор выполнен по схеме зигзаг и является фильтром нулевой последовательности.

Дугогасящий реактор представляет собой статическую катушку, индуктивность которой изменяется за счет конденсаторов, подключаемых к ее вторичной обмотке. Количество ступеней регулирования – 128 при мощности ДГР до 500 кВА или 256 при большей мощности. Таким образом, шаг изменения тока компенсации составляет менее 1 А. ДГР имеет как ручное, так и автоматическое управление.

Наряду с линейкой (от 80 до 1600 кВА) масляного (ФНПМ, РДМК) силового оборудования освоено производство сухого оборудования (ФНПС, РДСК мощностью от 80 до 800 кВА). Начато изготовление дугогасящих агрегатов (АДМК, АДСК), обеспечивающих более компактное и дешевое решение по компенсации емкостных токов ОЗЗ.

Сергей Лобастов, инженер по наладке и испытаниям ООО ВП «НТБЭ» (г. Екатеринбург), описал систему компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях 6–35 кВ и систему определения поврежденных присоединений.

– Система компенсации емкостных токов состоит из дугогасящего реактора РДМР, комплектуемого при необходимости шкафом низковольтных управляемых резисторов ШБКНР, присоединительного трансформатора (фильтра нулевой последовательности) ТМПС и шкафа автоматического управления током ДГР. Шкаф автоматики может также оснащаться блоком БКВН, позволяющим без постоянного смещения нейтрали настраивать ДГР в резонанс с сетью с высокой точностью (± 1%). Благодаря использованию устройства автоматики УАРК-105, обладающего способностью непрерывно учитывать изменения механических характеристик привода реактора, стало возможным поддержание и зоны нечувствительности системы в тех же пределах. С помощью многолетнего опыта и статистически доказано, что это является главным условием максимальной эффективности компенсации.

Надежность работы механизмов привода плунжеров и других элементов реакторов РДМР подтверждается единичными случаями нарушений в течение более чем 20-летней эксплуатации в сетях РФ и стран СНГ 691 комплекта, из которых 182 – в режиме высокоточной настройки.

Реактор обеспечивает полную компенсацию (минимизацию) емкостных токов, возникающих при ОЗЗ, ограничение уровня перенапряжений и самовосстановление изоляции.

Кроме того, в шкафу автоматики может быть предусмотрена панель оператора системы определения поврежденного фидера (ОПФ) для просмотра информации от терминала ОПФ об ОЗЗ на контролируемых системой отходящих фидерах сети 6–35 кВ.

Даниил Матвеев, заместитель генерального директора по науке ОАО «Раменский электротехнический завод Энергия» (г. Раменское), остановился на отличиях плунжерных реакторов и реакторов с подмагничиванием.

– При отсутствии замыкания на землю в нормальном режиме работы сети плунжерные ДГР настроены в резонанс с емкостью сети в контуре нулевой последовательности, чем обеспечивается их готовность к компенсации 1-й гармоники тока ОЗЗ при его возникновении.

ДГР, управляемые подмагничиванием, напротив, при отсутствии ОЗЗ находятся в глубокой недокомпенсации, но при возникновении ОЗЗ система управления реактором осуществляет форсировку подмагничивания, что обеспечивает их выход на режим компенсации в течение нескольких миллисекунд.

Отсутствие резонансных условий в контуре нулевой последовательности – существенное достоинство реакторов РУОМ. Оно практически полностью исключает возникновение значительных смещений нейтрали как при емкостной несимметрии сети, так и при несимметрии фазных напряжений в нормальном режиме работы сети.

Реакторы плунжерного типа считаются при этом безынерционными, т.к. настроены в резонанс с сетью до замыкания на землю. Однако теоретический анализ показывает, что на инерционность компенсации оказывает существенное влияние апериодическая составляющая тока реактора, возникающая при условии что замыкание фазы на землю произошло не в момент максимума напряжения промышленной частоты (при угле замыкания, отличном от 90°). Негативное свойство апериодической составляющей заключается в том, что если периодическая составляющая емкостного тока ОЗЗ практически полностью компенсируется 1-й гармоникой тока реактора, то апериодическая составляющая остается в токе замыкания на землю нескомпенсированной. Это может существенно затягивать момент перехода тока ОЗЗ через ноль и, как следствие, гашение дуги.

По результатам экспериментов с металлическими замыканиями среднее время снижения действующего значения тока ОЗЗ до уровня 20% от емкостного тока сети для реакторов обеих конструкций составило сотни миллисекунд по причине возникновения в момент замыкания апериодической составляющей в токе реактора. В связи с этим нельзя утверждать, что плунжерные ДГР обладают мгновенным быстродействием. Реакторы обеих конструкций имеют близкую инерционность, существенно превышающую традиционные представления.

Сергей Буряков, заместитель коммерческого директора по технике ООО «Высоковольтный Союз» (г. Екатеринбург), рассказал о новой разработке предприятия – автоматическом пункте секционирования напряжением 35 кВ.

– Автоматический пункт секционирования 35 кВ представляет собой коммутирующее устройство как открытого, так и закрытого типа на основе вакуумных выключателей 35 кВ (ВР35НТ, ВР35НС, ВР35НСМ, ВР35), выполняющее функцию автоматического отключения участка (отпайки) линии электропередачи в случае возникновения перегрузки (короткого замыкания) и других аварийных режимов на данном участке.

Помимо вакуумных выключателей, в состав пункта секционирования входят: трансформаторы тока и напряжения, ОПН, разъединители, элементы ВЧ-связи, ящики релейной защиты и автоматики.

Сергей Васильев, директор ООО «Таврида Электрик СПб» (г. Санкт-Петербург),свое выступление посвятил идеологии построения сетей 35 и 10 кВ.

– Бурное развитие экономики страны в середине прошлого века привело к необходимости передачи относительно большой мощности (2 и более мВт) потребителям, расположенным в сельской местности. Это повлекло за собой развитие сетей 35 кВ и появление понизительных подстанций 35/10 кВ.

Отсутствие автономных секционирующих аппаратов в линиях 35 и 10 кВ и низкий уровень автоматизации сетей внесли коррективы в топологию их построения.

Большинство эксплуатируемых подстанций 35/10 кВ имеют два понижающих трансформатора, а надежность потребителей обеспечивается за счет резервирования трансформатора на подстанции. Сети 10 кВ представляют из себя сложносконфигурированные системы с комбинацией кольцевых и лучевых схем с ручным секционированием, неавтоматическим ручным резервированием и слепым управлением.

Все это в конечном счете выливается в дополнительные капитальные затраты при строительстве подстанций, эксплуатационные затраты при обслуживании линий и делает невозможным оперативное подключение абонентов как к сети 35 кВ, так и к сети 10 кВ.

Имея в своей номенклатуре такие интеллектуальные изделия, как реклоузеры 35 и 10 кВ, компания «Таврида Электрик» готова предложить решения, позволяющие реализовать идеологию гибкого построения сетей 35 и 10 кВ, а именно:
– построение однотрансформаторных подстанций 35/10 кВ в максимально приближенной к потребителю точке сети;
– объединение подстанций через автоматизированные магистрали 10 кВ;
– обеспечение подключения абонентов в любой точке сети 10 кВ;
– расширение сетей с заданными параметрами SAIDI и SAIFI, а также уровнем категорийности с учетом потребности потребителей.

Такой подход к построению сетей позволяет существенно сократить количество применяемого оборудования, упростить схемы подключения, повысить надежность сетей и существенно снизить капитальные затраты при новом строительстве объектов энергетики.

Михаил Гуров, заместитель директора по продажам ООО «НТТ-ИК» (г. Санкт-Петербург), отметил, что на заводе НТТ в России собираются силовые трансформаторы с литой изоляцией мощностью от 25 до 20000 кВА и напряжением до 35 кВ под маркой ТС(З) исключительно по немецкой технологии.

– Трансформаторы изготавливаются:
– с заданными заказчиком габаритными размерами;
– с сокращенными потерями холостого хода;
– с уменьшенным уровнем шума;
– как повышающие, так и понижающие;
– как с ПБВ, так и с РПН;
– со схемами и группами соединения согласно российским ГОСТам;
– для эксплуатации при температуре окружающей среды от –50 до +55 °С.

Использование высококачественной стали для изготовления магнитопровода, применение технологии резки и сборки по методу step-lap, высокий уровень шихтовки трансформатора позволяют уменьшить потери ХХ до 5% и на 3–5 Дб уменьшить шум. Эти показатели позволяют применять трансформаторы на объектах, к которым предъявляются жесткие технические требования.

Конструктивная идентичность катушек трансформатора ТС приводит к большей устойчивости к перегрузкам и воздействиям окружающей среды. Одинаковая технология для обмоток ВН и НН позволяет достичь высокой устойчивости к токам КЗ, снижает неравномерность механических нагрузок на трансформаторы.

Николай Тишкин, менеджер по продукту – трансформаторы ЗАО «Группа Компаний «Электрощит» ТМ-Самара» (г. Самара), представил новые продукты компании.

– Перспективной разработкой 2015 года является новая линейка трансформаторов с сухой литой изоляцией типа ТСЛ без кожуха и в защитном кожухе типа ТСЛ(З) на мощность 250–2500 кВА и класс напряжения 6 и 10 кВ.

Трансформаторы обладают лучшей энергоэффективностью по сравнению со стандартными сериями трансформаторов (уменьшены потери ХХ и КЗ до 4%). Это уменьшение достигнуто за счет полного пересмотра конструкции и технологии изготовления сердечника и обмоток трансформатора. При снижении потерь цена на трансформатор оставлена на уровне рыночных цен стандартной серии сухих трансформаторов.

Кроме энергоэффективной 12-й серии трансформаторов с масляной изоляцией, самарский «Электрощит» осуществил выпуск опытных образцов трансформаторов с сердечником из аморфного сплава. Этот вид трансформаторов обладает значительно сниженными потерями ХХ (порядка 73–75% относительно стандартной серии трансформаторов).

В 2016 году запланирована проработка вопроса о возможности снижения затрат на выпуск трансформаторов с сердечником из аморфного сплава для обеспечения срока окупаемости дополнительных затрат на покупку трансформатора не более 7–10 лет.

Андрей Гусаков, главный конструктор отдела силовых трансформаторов ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» (г. Екатеринбург), отметил, что первым отечественным предприятием, освоившим технологию литой изоляции, стал СЗТТ.

– На протяжении многих десятилетий такая технология применялась для производства измерительных трансформаторов, но с 2005 года завод начал производство силовых трехфазных трансформаторов с литой изоляцией. В результате собственных разработок предприятием была освоена серия трансформаторов ТЛС мощностью от 10 до 3150 кВА.

Учитывая наличие в России нескольких климатических районов, было принято решение разработать трансформаторы климатического исполнения УХЛ с нижним значением температуры при транспортировании, хранении и эксплуатации –60 °С. Большой опыт производства литой изоляции позволил создать обмотки, которые выдерживают такую температуру без растрескивания. Для усиления механической прочности каждый слой обмотки армируется стеклосеткой. Стойкость к экстремальным температурам подтверждается на образце каждого исполнения по мощности климатическими испытаниями. В число указанных испытаний входит испытание на смену температур от –60 до +140 °С, а также испытание на тепловой удар.

При всех своих преимуществах сухие трансформаторы дороже масляных, поэтому там, где это оправдано, целесообразна установка трансформаторов с более низкой стоимостью. В связи с этим руководством СЗТТ было принято решение приступить к разработке распределительных масляных герметичных трансформаторов ТМГ. На сегодня освоено серийное производство трансформаторов мощностью 100–1000 кВА на напряжение ВН 6; 6,3; 10 и 10,5 кВ, напряжение НН 0,4 и 0,23 кВ с различными схемами и группами соединения обмоток.

Дмитрий Жура, инженер-конструктор Минского электротехнического завода им. В.И. Козлова, подчеркнул, что масляные силовые трансформаторы ТМГ 12 МЭТЗ им. В.И. Козлова мощностью 250–1250 кВА, благодаря использованию новых инженерных технологий и усовершенствованной методике расчета, имеют самый низкий уровень потерь холостого хода и КЗ из всех серийно выпускаемых трансформаторов подобного назначения.

– Потери ХХ и КЗ снижены на 30% за счет того, что:
– трансформаторы производятся из специальных сортов высококачественных кремнистых сталей, имеющих наибольшее сопротивление и пониженные потери на гистерезис (перемагничивание);
– для изготовления используется большее количество материала, который оптимально распределен между массой магнитопровода и обмотки;
– конструкция магнитопровода производится по технологии stap-lap и состоит из пластин с косыми стыками без отверстий в активной стали;
– толщина пластин не превышает 0,3 мм, а сами пластины лакируются с целью изоляции друг от друга;
– сборка трансформатора производится высококвалифицированным персоналом на оборудовании ведущих производителей, что исключает любые возможные механические повреждения стали и обеспечивает минимизацию потерь.

Стендовые презентации

Николай Алименко, начальник конструкторско-технологического отдела ОАО «Кореневский завод низковольтной аппаратуры» (пгт. Коренево Курской обл.), отметил, что завод является единственным в России и СНГ производителем высоковольтных предохранителей, соответствующих требованиям МЭК 60282-1.

– Разработанные и поставленные на производство предохранители плавкие высоковольтные серии ПКТ-VK предназначены для использования в трехфазных цепях переменного тока напряжением от 6 до 40,5 кВ для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий, конденсаторов, электродвигателей от сверхтоков при перегрузках и коротких замыканиях.

Предохранители выпускаются на токи от 4 до 200 А. Именно такие высоковольтные предохранители всё шире используются во вновь разрабатываемых и строящихся энергетических установках. Этому способствуют лучшие технико-экономические показатели по сравнению с массово используемыми предохранителями серии ПКТ, соответствующими действующему в России и странах СНГ ГОСТ 2213, разработанному на основе предыдущей версии стандарта МЭК.

Иван Волков, начальник проектно-конструкторского отдела ООО «Тольяттинский Трансформатор» (г. Тольятти), в презентации своей компании особое внимание обратил на современные инструменты разработки и оборудование, которое позволяет предприятию выпускать надежные и качественные трансформаторы.

– Весь процесс разработки изделия, начиная с расчетов концептуальной модели трансформатора до создания виртуальной конструкторской модели и подготовки на ее основе рабочих чертежей и технологической подготовки производства, координируется в рамках единой системы.

Расчет оптимальной конструкции производится с помощью лучших программ по созданию модели трансформатора, удовлетворяющей требованиям заказчика, производства и эксплуатации.

Все детали трансформаторов изготавливаются на оборудовании ведущих мировых производителей, благодаря чему стало возможным уменьшение массогабаритных показателей трансформаторов всех классов напряжения примерно на 20%, а также снижение потерь ХХ и КЗ.

Кроме того, «Тольяттинский Трансформатор» сейчас является единственным в России производителем устройств регулирования под нагрузкой (РПН). Они надежно работают в составе более 500 трансформаторов классов напряжения 35, 110 кВ. Ресурс по механической износостойкости – не менее 1 000 000 переключений, ресурс по электрической износостойкости – не менее 500 000 переключений. Количество переключений до смены масла в баке устройства РПН при эксплуатации – не менее 50 000.

Заочное участие

В презентации ООО «Матик-Про» (г. Москва) было отмечено, что одним из средств снижения потерь при доставке электроэнергии является локализация реактивной мощности в месте ее возникновения.

Компенсация реактивной мощности и улучшение параметров сети позволяют при уменьшении затрат повысить надежность электроснабжения и увеличить ресурс оборудования.

В номенклатуре производимой предприятием продукции также имеются установки, которые регулируют сетевое напряжение с целью его поддержания в заданных пределах. Этот принцип регулирования основан на том, что при подключении конденсаторов напряжение в линии увеличивается. Особенно метод эффективен для увеличения напряжения у распределенных потребителей при слабой сети.

Установка конденсаторов у конечных потребителей позволяет повысить доставляемое напряжение. Метод способствует достижению сравнимых результатов при расходах в десятки раз меньше, чем при прокладке более мощных линий. Подключение батарей статических конденсаторов приводит к увеличению напряжения на стороне потребителей на 15% и снижению потерь в сетях 6–220 кВ.

ООО «МиКрО» (г. Москва) представило свою новую разработку – микроконтроллерный регулятор МИРК-5 для автоматического управления плунжерными дугогасящими реакторами типа РЗДПОМА, РЗДПОМ, РДМР, ASR (ZTC), ELD (END), OASC (ONER).

Микроконтроллерный регулятор МИРК-5 за счет использования более современного процессора и цифровой обработки входных сигналов обладает большей чувствительностью и помехозащищенностью, чем старые регуляторы типа РНДК, УАРК, РАНК, БАНК и современные САНК, «Бреслер», БОРН, РКМ (за счет применения алгоритмов, разрабатываемых совместно со специалистами ОРГРЭС на протяжении последних 30 лет).

Одновременное определение степени настройки по амплитуде и фазе напряжения смещения нейтрали обеспечивает необходимую точность резонансной настройки. Удобный графический интерфейс позволяет очень точно производить все необходимые регулировки (зоны нечувствительности, задержки срабатывания и т.д.). Дополнительно резонансная настройка ДГР контролируется по частоте свободных колебаний нейтрали сети, возбуждаемых блоком смещения нейтрали (БСН-МИРК) и возникающих на нейтрали сети при ОЗЗ.

Наличие в регуляторе МИРК-5 CAN-интерфейса позволяет объединять от 2 до 8 параллельно работающих регуляторов в сеть в режиме master-slave. Также CAN-интерфейс используется для подключения блоков определения поврежденного фидера ОПФ-МИРК (до 64 фидеров).

ОБСУЖДЕНИЕ

В программе КПД после каждого доклада было запланировано его обсуждение. Некоторые выступления стали поводом для активной дискуссии.

Особый интерес вызывали доклады, касающиеся способов заземления нейтрали и систем компенсации емкостных токов в сетях 6–35 кВ. Наибольшие споры разгорелись вокруг точности резонансной настройки дугогасящих реакторов. Сергей Лобастов (НТБЭ) настаивал на том, что автоматика ДГР должна обеспечивать настройку с точностью 1%, а его оппоненты Сергей Титенков («ЕГЕ-Энерган») и Владимир Козлов (НПП «Бреслер») ссылались на ПТЭ, в которых говорится, что «допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю должна быть не более 5 А, а степень расстройки – не более 5%». К единому мнению спорившие так и не пришли, зато эксплуатация получила вдоволь информации для размышления.

Многими выступавшими было отмечено, что в России практически отсутствует нормативно-техническая документация по выбору режима заземления нейтрали и по компенсации емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях 6–35 кВ. Участники КПД пришли к единодушному выводу, что необходима срочная разработка четких стандартов по требованиям к ДГР и резисторам, методам их испытаний и пр.

Даниил Матвеев («РЭТЗ Энергия») в этой связи отметил, что в скором времени будет разработана инструкция по компенсации емкостных токов. По его мнению, в этой инструкции к реакторам с подмагничиванием должны быть выставлены отдельные технические условия, поскольку нельзя требовать от реакторов тиристорного типа функций механических реакторов. Оба подхода имеют право на жизнь.

Активное обсуждение вызвал доклад Сергея Васильева («Таврида Электрик СПб») о предлагаемых компанией подходах к построению распределительных сетей 35 и 10(6) кВ. Представители «Архэнерго» назвали это предложение небесспорным, поскольку в условиях малонаселенной местности с финансовой точки зрения оно окажется неэффективным.

Сергей Васильев с этой точкой зрения согласился, заметив при этом, что по стороне 10 кВ в густонаселенных районах подобное решение зачастую является единственным выходом, для того чтобы качественно и надежно запитать потребителя. Он призвал в каждой конкретной ситуации задумываться над тем, что предпочтительнее: вложить огромные деньги и поменять всё оборудование; потратить небольшие суммы на ремонтные программы, но по сути ничего не менять в конфигурации сети; или же с помощью применения аппаратных средств в определенных точках изменить идеологию построения сети и получить систему с высокой эффективностью функционирования.

Несколько удивило во время КПД то, что практически не было вопросов к производителям силовых трансформаторов. Те немногие, что задавались, касались материала обмоток – медь или алюминий. Ответ практически всех представителей заводов был однозначен: цена меди на рынке почти в пять раз выше, чем алюминия, поэтому трансформаторы с медными обмотками сейчас заказывают либо на особо важные и сложные объекты (АЭС, ТЭЦ и т.д.), либо туда, где требуются уменьшенные габариты трансформаторов.

НАГРАЖДЕНИЕ

По итогам дня эксперты и участники КПД выбрали победителей в трех номинациях.

Лучшей инновацией признано оборудование для заземления нейтрали сетей 6–35 кВ производства «НПП Бреслер».

Лауреатом в номинации «Сделано в России» стал Раменский электротехнический завод «Энергия» с решением по компенсации емкостных токов ОЗЗ с помощью управляемых подмагничиванием ДГР серии РУОМ.

Самым убедительным выступлением присутствующие признали доклад генерального директора «ЕГЕ-ЭНЕРГАН» Сергея Титенкова о дугогасящих реакторах и резисторах заземления нейтрали.

МНЕНИЯ

Александр Виноградов, и.о. начальника департамента технологического развития и инноваций, начальник отдела подготовки ТУ, ТЗ и проектной документации ПАО «МРСК Северо-Запада»:

– В результате двух десятков проведенных КПД уже выработаны определенные правила подачи информации выступающими. Нам, представителям эксплуатации, честно говоря, не совсем интересно слушать презентации, в которых большое внимание уделяется рассказу о самой компании, – такую информацию можно найти практически на каждом шагу. Производители приглашаются на КПД, потому что для сетевой организации представляет интерес конкретное оборудование, конкретное решение либо конкретная услуга.

Выступление должно быть построено так, чтобы как можно полнее осветить новизну продукта, улучшенные технико-экономические показатели предлагаемого оборудования или материалов, конкурентные преимущества изделия в сравнении с аналогами. При этом ни в коем случае нельзя уничижительно отзываться об оборудовании компаний-конкурентов. Этого принципа мы стараемся придерживаться с самого первого презентационного дня. Право сетевой организации сравнивать, пользоваться свободой выбора на рынке и соответственно выбирать оборудование на основе оценки его технических особенностей и экономической целесообразности.

Еще один нюанс: мы всегда обращаем внимание производителей на то, что представлять продукт должен технический специалист, который полностью владеет информацией и готов ответить на любой каверзный вопрос из зала. Ведь слушатели – технари, поэтому и выступающие, и присутствующие должны говорить на одном языке – техническом.

Импортозамещение легко оценить, когда российские компании со стопроцентным отечественным капиталом предлагают оборудование, которое по техническим характеристикам не уступает импортному. Тогда вопрос с импортозамещением не стоит вовсе и мы автоматически переходим на продукт отечественного производителя.
Если же у нас нет в чистом виде оборудования, обладающего такими же уникальными техническими особенностями, как импортное, то мы можем говорить о том, что импортозамещение должно проходить поэтапно.
Здесь и нужен диалог производителя с сетевой компанией. Эксплуатационная организация может обрисовать технические требования, предъявляемые к оборудованию, а производитель, оценив свои возможности, может понять, как и когда он воплотит это на своем производстве.

Борис Стенин, заместитель главного инженера «Арх-энерго» по эксплуатации:

– На мероприятии обсуждались самые актуальные проблемы эксплуатации электросетевого оборудования. Конференция была интересна и полезна не только нам, работникам МРСК, но и студентам-энергетикам САФУ.

Почти все производители, участвовавшие в КПД, – наши давние партнеры-поставщики. Мероприятие позволило нам еще раз встретиться лицом к лицу, задать дополнительные вопросы по эксплуатации смонтированных устройств, договориться о возможности дальнейших поставок.

Алексей Лудников, главный инженер ПО «Архангельские электрические сети»:

– Я считаю, что инженеры, особенно в нашей сфере, должны постоянно поддерживать свой уровень квалификации, быть в курсе современных технических решений. Поэтому участие в подобных конференциях необходимо.

Замечательно, что здесь в спорах между производителями выясняется истина. Мы услышали разные точки зрения и варианты технических решений по компенсации емкостных токов, автоматической защите линий, построению распределительных сетей и т.п. Некоторые из них мы уже применяем. В частности, сейчас при реконструкции подстанции «Кузнечевская» в Архангельске смонтирован современный дугогосящий реактор, который, будем надеяться, покажет себя только с лучшей стороны. Так что мы постоянно учитываем новые веяния и достижения отечественной конструкторской мысли в своей работе.

Георгий Тихомиров, начальник службы изоляции и защиты от перенапряжений ПО «Архангельские электрические сети»:

– Меня очень заинтересовали доклады по компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях 6–35 кВ.
Наша система «Архэнерго» имеет большое количество кабельных сетей со сроком эксплуатации более 30 лет. Архангельск и Северодвинск пронизаны кабельными сетями, которым необходимы системы компенсации. У нас есть такие системы, но они уже устарели и требуют замены. Полезно было послушать о плюсах и минусах различных современных решений в этой сфере.